El mundo después de Ormuz
Han pasado cuatro meses desde el cierre del Estrecho y el mercado comienza a valorar positivamente la reapertura del Estrecho de Ormuz, mientras el sistema global aún debe absorber la producción perdida, el volumen de reservas estratégicas reducidas, los daños permanentes al GNL catarí y el coste de una resiliencia energética que permanecerá mucho más tiempo que la propia crisis militar.
Lectura operativa. El precio spot del petróleo puede normalizarse con rapidez si el Estrecho permanece abierto conforme a lo acordado, pero el coste estructural de la seguridad energética no. El bloqueo de Ormuz ya ha transformado seguros, almacenamiento, oleoductos, terminales, contratos a largo plazo y diversificación del suministro en nuevas partidas de gasto público y privado de carácter permanente.
- Resumen ejecutivo
- Un cierre más económico que militar
- Petróleo: shock y posible superávit
- Transporte marítimo y seguros
- GNL, donde nadie mira
- Reservas estratégicas
- Fertilizantes y alimentación
- Estanflación y bancos centrales
- La crisis redibuja la geografía energética
- Un nuevo ciclo de inversión
- Mapa de escenarios
- Perspectiva de inversión
Resumen ejecutivo
Tras la casi parálisis iniciada el 28 de febrero, el Estrecho de Ormuz muestra las primeras señales de reapertura. En estos días, algunos petroleros y metaneros han vuelto a realizar el tránsito. Ello obedece a las negociaciones entre Estados Unidos e Irán, que han producido una hoja de ruta de 60 días, y en consecuencia el Brent ha devuelto rápidamente una parte sustancial de la prima geopolítica acumulada durante la fase más aguda de la crisis.
Esta reacción es coherente con el funcionamiento de los mercados financieros, pues, como bien sabemos, tienden a descontar todo por anticipado. Por ello, el precio del petróleo no espera a que cada buque haya retomado su ruta ni a que cada instalación esté nuevamente operativa, sino que anticipa la probabilidad de que esto pueda ocurrir. La reanudación de las negociaciones fue, por tanto, suficiente para llevar el Brent muy por debajo de los máximos alcanzados durante la crisis.
La economía real, sin embargo, funciona de manera diferente. Producción, seguros, terminales, reservas estratégicas, contratos de GNL, fertilizantes y cadenas logísticas no se normalizan mediante una declaración diplomática. Las navieras deben verificar la seguridad de las rutas, los aseguradores deben volver a cubrir los trayectos en condiciones sostenibles, las minas deben ser retiradas de los fondos marinos y las instalaciones dañadas deben ser reconstruidas.
Para un inversor profesional, la distinción decisiva se establece entre el precio spot de la energía y el coste estructural de la seguridad, ya que el primero puede descender con gran rapidez mediante simples declaraciones, mientras que el segundo ya ha aumentado y permanecerá incorporado en el sistema durante años.
Un cierre más económico que militar
Durante la crisis, el cierre no fue absoluto, ya que algunos buques continuaron transitando a través de corredores selectivos, autorizaciones políticas o pasos protegidos. Desde el punto de vista económico, sin embargo, la distinción es marginal. Cuando el tráfico pasa de una media de 129 buques al día a apenas 6, la ruta ya no está realmente disponible para el comercio internacional.
El cierre fue, por tanto, de facto y no necesariamente formal, dado que durante casi cuatro meses una de las arterias más importantes del sistema energético mundial se volvió impredecible, costosa y en algunos momentos inutilizable. Antes del conflicto transitaban por ella cada día aproximadamente 14 millones de barriles de crudo y condensados, otros 6 millones de barriles de productos refinados, y a este componente petrolero se sumaba casi una quinta parte del GNL mundial, exportado principalmente desde Qatar con destino a Asia.
Ormuz es un punto neurálgico en las rutas marítimas. Arabia Saudí y los Emiratos Árabes Unidos disponen de oleoductos que permiten transportar una parte del crudo hacia el Mar Rojo y el puerto de Fujairah, respectivamente, ya más allá del Estrecho. Sin embargo, la capacidad adicional realísticamente utilizable se sitúa entre 3,5 y 5,5 millones de barriles al día, muy por debajo de los volúmenes gestionados en condiciones normales.
Para el gas la rigidez es aún mayor, dado que el petróleo puede acumularse, transferirse o redirigirse parcialmente, mientras que el GNL catarí debe cargarse en metaneros y atravesar el Estrecho. No existe un oleoducto terrestre capaz de desplazar volúmenes equivalentes hacia una terminal de exportación exterior al Golfo.
A continuación observamos las alternativas existentes, que sin embargo no pueden sustituir a Ormuz.
La reapertura anunciada en junio no elimina inmediatamente estas limitaciones. Los armadores deben verificar que el acuerdo político sea estable, que las rutas hayan sido despejadas y que la cobertura aseguradora vuelva a estar disponible. La normalización financiera puede, por tanto, preceder a la física, pero no conviene cometer el error de confundirlas.
Petróleo: de la escasez récord a un posible superávit
El cierre de Ormuz provocó una contracción de la oferta mundial de 10,1 millones de barriles al día únicamente en el mes de marzo. La AIE lo calificó como la mayor interrupción jamás registrada en la historia del mercado petrolero. La producción de los países OPEP+ disminuyó en 9,4 millones de barriles al día, mientras refinadores y consumidores comenzaron a recurrir a las reservas disponibles para sustituir los cargamentos bloqueados en el Golfo.
En mayo se registraron faltas de suministro acumuladas para los productores del Golfo superiores a mil millones de barriles. La oferta mundial seguía siendo 13,6 millones de barriles al día inferior a los niveles previos al conflicto.
La respuesta de los gobiernos fue inmediata y proporcional a la gravedad del shock. Los países miembros de la AIE autorizaron la liberación de más de 400 millones de barriles de las reservas de emergencia, registrando la mayor intervención coordinada en la historia de la Agencia. Las reservas públicas de los países de la OCDE cayeron así a los niveles más bajos desde 1990.
La liberación limitó la escasez inmediata, con el consiguiente desplazamiento de una parte de la demanda hacia el futuro. Los barriles utilizados deberán recomprarse y es probable que los gobiernos busquen reconstituir las reservas durante una fase de precios más bajos y mayor disponibilidad, creando una fuente de demanda capaz de sostener el mercado incluso tras el retorno de la producción del Golfo.
La misma crisis que generó la escasez puede preparar un exceso de oferta
La AIE prevé una reducción de la demanda mundial de 1,1 millones de barriles diarios en 2026, seguida de una recuperación de aproximadamente 2 millones en 2027. La oferta, por su parte, debería disminuir en 3,9 millones en 2026 y repuntar en torno a 8 millones en 2027, hasta alcanzar los 110,3 millones de barriles diarios.
El retorno simultáneo de la capacidad del Golfo, en un contexto de demanda debilitada por los precios elevados y la menor actividad económica, podría así transformar la escasez más grave jamás registrada en una fase de abundancia ya el próximo año.
Lo anterior sería la consecuencia natural de la reactivación de capacidad productiva previamente bloqueada, mientras la demanda continúa resintiendo los efectos de los precios elevados, la debilidad económica y la sustitución energética. La tesis de largo plazo no puede construirse sobre la premisa de un Brent permanentemente por encima de los 100 dólares, porque la crisis puede dejar una prima estructural sin producir precios estructuralmente elevados. Dicha prima se manifestará a través de una mayor volatilidad, una curva de futuros más sensible a los riesgos físicos, un incremento de las coberturas, nuevas reservas estratégicas, infraestructuras duplicadas y diferenciales más amplios entre áreas geográficas y calidades del crudo.
Shipping y seguros. La parte invisible del shock
Lo que salta a la vista de inmediato es cómo ha aumentado el coste necesario para mover la energía, además del modo en que el cierre del Estrecho disparó los precios. Entre finales de febrero y principios de abril, el índice de fletes de petroleros dirty alcanzó el nivel 180 frente al nivel 100 previo a la crisis. Para las clean tankers, utilizadas principalmente para productos refinados, el índice subió hasta 215.
La prima de seguro por riesgo de guerra se ha convertido en un componente fijo de cada viaje. Analizando los datos, una cobertura equivalente al 0,25% del valor de un buque de 100 millones de dólares supone ya un gasto de 250.000 dólares. Si la prima sube al 1%, el coste alcanza un millón por viaje individual. Para un metanero de nueva generación, el valor asegurado puede ser muy superior.
Lo que es seguro es que resultará difícil eliminar estos costes al paso de los primeros buques, ya que los aseguradores reducirán las primas únicamente cuando el riesgo observado disminuya de forma significativa. Una tregua temporal, tránsitos intermitentes y nuevas amenazas pueden mantener elevada la war-risk premium incluso con el Estrecho formalmente abierto.
El efecto se traslada luego a las empresas que no operan directamente en el sector energético, porque los plazos de entrega más largos exigen pedidos anticipados. La incertidumbre impulsa a mantener mayores inventarios y la diversificación de proveedores incrementa la complejidad operativa. La cadena de suministro se vuelve más resiliente, pero mucho menos eficiente. Se produce un claro desplazamiento del just-in-time hacia una gestión más preventiva de existencias para protegerse de las interrupciones, pero ello reduce la rotación del capital circulante, comprime los rendimientos y tiene un efecto tangible sobre la economía.
GNL, donde nadie mira
En el mercado del gas, la reapertura del Estrecho resuelve el problema solo en parte. El punto crucial es el relativo a los ataques contra Ras Laffan, que han dañado dos de los catorce trenes de licuefacción de Qatar y una planta gas-to-liquids. Un buque, por tanto, puede reanudar el tránsito en cuanto las condiciones de seguridad lo permitan. Una planta de licuefacción destruida, en cambio, no puede retomar su producción mediante un acuerdo diplomático.
Las consecuencias van más allá del precio del gas. Del proceso de licuefacción y de las actividades asociadas dependen condensados, GLP, helio, nafta, azufre y otros productos utilizados en los sectores químico, manufacturero y tecnológico. La pérdida de capacidad catarí genera, por tanto, una escasez mucho más amplia que la de la simple molécula de GNL.
El poder de negociación dentro del mercado cambia, dado que los importadores asiáticos tendrán mayor incentivo para asegurar suministros mediante contratos plurianuales, reduciendo así la dependencia del mercado spot. Estados Unidos, Australia y los demás exportadores ajenos al Golfo adquieren, por ende, mayor relevancia. Europa se ve así obligada a competir con Asia por una oferta más limitada, lo que corre el riesgo de consolidar aún más su dependencia del GNL estadounidense.
Las existencias se convierten en un instrumento de política económica
China atravesó la fase más crítica de la crisis en una posición relativamente favorable gracias a las reservas acumuladas en años anteriores. Pekín pudo reducir las compras durante los picos de precios, evitando así competir agresivamente por cada cargamento disponible en el mercado.
La función de las reservas estratégicas resultó, por tanto, más amplia que la simple protección frente a una escasez física, ya que un país dotado de reservas puede decidir cuándo entrar en el mercado, mientras que un país sin cobertura debe comprar incluso cuando los precios, los fletes y los seguros alcanzan niveles extremos e insostenibles.
India, Japón, Corea del Sur, los países del Sudeste Asiático y las economías europeas tendrán ahora un incentivo para ampliar los días de cobertura a través de sus propias reservas. Ello requerirá nuevos tanques, terminales, cavidades subterráneas, conexiones logísticas y recursos financieros para dotarlos de contenido. El fenómeno se extenderá probablemente más allá del petróleo: el gas, los productos refinados, los componentes industriales y las materias primas consideradas estratégicas formarán parte cada vez con mayor frecuencia de los programas de seguridad económica.
En consecuencia, una parte de la demanda futura no provendrá del consumo corriente, sino del temor a una nueva crisis y de la necesidad de reconstruir las reservas y financiar un sistema más protegido.
Una lente de observación: de los fertilizantes a los alimentos
Ormuz es también una de las principales arterias mundiales del comercio de fertilizantes. Podemos observar que en 2024 aproximadamente 16 millones de toneladas fueron transportadas por vía marítima desde la región del Golfo, una cantidad cercana a un tercio del comercio marítimo global. Alrededor del 60% de estos volúmenes correspondía a urea.
La crisis actúa sobre el sector agrícola a través de tres canales simultáneos. La reducción de las exportaciones limita la disponibilidad física, el alza del gas natural incrementa los costes de producción de los fertilizantes nitrogenados, mientras que los fletes y los seguros encarecen la entrega incluso cuando el producto está disponible.
El índice de fertilizantes del Banco Mundial aumentó más de un 12% en el primer trimestre de 2026. En abril observamos que la urea superó los 850 dólares por tonelada, con un incremento del 80% respecto a febrero. Para el conjunto del año, el Banco Mundial prevé un alza media de los fertilizantes superior al 30% y un aumento cercano al 60% para la urea.
El impacto sobre los precios alimentarios no se manifiesta de forma inmediata, dado que muchos agricultores del hemisferio norte ya habían adquirido una parte de los productos necesarios para la campaña en curso. Los efectos más relevantes aflorarán por tanto en las campañas siguientes, cuando el mayor coste podría reducir las cantidades aplicadas, modificar la elección de cultivos o comprimir los márgenes hasta hacer económicamente inviables ciertas producciones.
Esta reducción no generará inflación de forma inmediata, porque primero debilitará los rendimientos, luego limitará la oferta agrícola y finalmente alcanzará al consumidor. Cuando la segunda ola llegue a los precios alimentarios, el Brent podría haber regresado ya a niveles muy inferiores.
Estanflación y bancos centrales
El Banco Mundial prevé que el crecimiento global se desacelere del 2,9% de 2025 al 2,5% en 2026, mientras que la inflación debería repuntar del 3,3% al 4,0%. Se trata, por tanto, de una combinación desfavorable, denominada estanflación, en la que confluyen una mayor inflación y un menor crecimiento.
La subida de tipos no resolverá en modo alguno el problema de la producción de petróleo, la reparación de un tren de GNL o el intento de limpiar de minas navales el área del Estrecho de Ormuz. Solo puede impedir que el aumento inicial de los costes quede incorporado en salarios, márgenes empresariales y expectativas. Una política excesivamente restrictiva amplifica la desaceleración económica, mientras que una política demasiado acomodaticia incrementa el riesgo de que el shock temporal se vuelva persistente.
El BCE prevé que la inflación energética de la zona euro alcance el 12,5% en el tercer trimestre de 2026. La transición hacia los combustibles será rápida, mientras que los efectos indirectos sobre los bienes industriales, los servicios y los alimentos continuarán propagándose durante 2027. En las proyecciones del Eurosistema, la inflación alimentaria alcanza su pico únicamente en el segundo trimestre del próximo año, es decir, en el Q2 de 2027.
La eurozona sigue siendo particularmente vulnerable porque importa gran parte de la energía que consume y participa en el mercado global del GNL como precio-aceptante, mientras que Estados Unidos cuenta con una producción doméstica superior y puede beneficiarse de las exportaciones de crudo y gas. Sin embargo, también la economía estadounidense se verá afectada por el encarecimiento de los combustibles, lo que repercutirá en el consumo y en las expectativas.
La mayor presión recaerá sobre los países importadores con divisas débiles, dado que la combinación entre una energía negociada en dólares y el consiguiente repunte de las materias primas puede provocar la devaluación de la moneda nacional, incrementando así el coste de las importaciones, la inflación doméstica y el servicio de la deuda externa. Para algunas economías emergentes, el shock energético podrá transformarse en riesgo fiscal y soberano.
La crisis redibuja la geografía energética
Se produce un cambio neto en lo que respecta a la calidad de las reservas energéticas, ya que, a diferencia de antes, no solo importa la magnitud, sino también la posibilidad de llevarlas al mercado sin atravesar ningún punto de estrangulamiento.
Arabia Saudí y los Emiratos Árabes Unidos resultan relativamente más protegidos gracias al oleoducto Este-Oeste hacia Yanbu y a la línea de Abu Dabi. Estas infraestructuras no sustituyen a Ormuz, pero permiten a ambos países continuar exportando una parte significativa de su producción incluso durante un cierre.
Catar, Kuwait e Irak permanecen mucho más expuestos. Para Catar, la situación se ve agravada por la dependencia del GNL y la ausencia de una alternativa logística real. Kuwait se encuentra en la parte más interior del Golfo, mientras que Irak depende en medida considerable de las exportaciones meridionales y de los ingresos petroleros para financiar el presupuesto público.
China dispone de reservas, capacidad financiera y un sistema industrial suficientemente amplio como para absorber mejor el shock. India y el Sudeste Asiático presentan una mayor vulnerabilidad: importan una elevada proporción de la energía que consumen, utilizan subsidios para limitar el coste interno de los combustibles y son más sensibles a la presión sobre las divisas y la balanza comercial.
Europa importa directamente una proporción inferior de los barriles transportados a través de Ormuz, pero paga el precio marginal global. Cuando Asia compite por sustituir el GNL y el crudo de Oriente Medio, aumenta también el coste soportado por las empresas europeas.
Estados Unidos parte de una posición relativamente más sólida. La producción doméstica, las exportaciones de GNL y el acceso a los recursos canadienses limitan la vulnerabilidad física. Las refinerías, los terminales y los productores de la cuenca del Atlántico se benefician además de la necesidad de sustituir parte de los flujos del Golfo.
La crisis genera, por tanto, una dispersión creciente entre importadores y exportadores, economías con reservas estratégicas y países obligados a adquirir en el mercado spot, productores conectados a rutas alternativas y productores atrapados en el interior del Estrecho.
Un nuevo ciclo de inversiones
La crisis de Ormuz hará económicamente viables incluso proyectos que, en condiciones normales, habrían sido considerados redundantes o poco rentables. Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos pueden ampliar la capacidad de los oleoductos existentes y de los terminales situados más allá del Estrecho, mientras que Omán y el puerto de Duqm pueden adquirir un papel más relevante como plataformas logísticas orientadas hacia el Océano Índico. Qatar, Kuwait e Irak se verán impulsados a reexaminar proyectos transfronterizos capaces de conectar la producción con rutas alternativas, reduciendo una dependencia que durante la crisis ha evidenciado toda su fragilidad.
El mismo proceso afectará a los países importadores, que deberán destinar mayores recursos a almacenamiento, plantas de regasificación, terminales petroleros, redes eléctricas, interconexiones y sistemas de fuel switching. Se abre así un ciclo de gasto favorable para las compañías activas en ingeniería, infraestructuras, servicios energéticos, terminalística y almacenamiento. La mayor seguridad tendrá, no obstante, un coste, puesto que las instalaciones y conexiones alternativas deberán financiarse y mantenerse incluso en los períodos en que permanezcan parcialmente infrautilizadas. El capital empleado será, por tanto, menos eficiente, pero el sistema podrá afrontar con mayor solidez una nueva interrupción del suministro.
Este cambio impulsará simultáneamente la inversión tanto en combustibles fósiles como en tecnologías limpias. En el corto plazo, los gobiernos podrán incrementar la extracción doméstica, el consumo de carbón, las importaciones de GNL y el uso de productos petrolíferos. Sin embargo, en un horizonte más largo, la vulnerabilidad de las rutas marítimas reforzará el valor económico de las energías renovables, la energía nuclear, las baterías, las redes eléctricas y la eficiencia energética. Producir más energía dentro de las fronteras nacionales, electrificar el transporte y ampliar los sistemas de almacenamiento implica reducir la exposición a los combustibles importados. La transición energética adquiere así también una función estratégica: limitar la dependencia de rutas que pueden ser interrumpidas o controladas militarmente.
Mapa de escenarios
| Escenario | Condiciones | Energía | Macro y mercados |
|---|---|---|---|
| Normalización controlada | Acuerdo respetado, limpieza de rutas y retorno gradual de los tránsitos. | Presión bajista sobre el Brent; GNL aún sostenido por los daños en Qatar; el reabastecimiento de inventarios limita la caída. | Desinflación energética, recuperación de los importadores y compresión de la prima geopolítica. |
| Reapertura inestable | Tránsitos intermitentes, autorizaciones selectivas y seguros aún costosos. | Alta volatilidad del petróleo; prima persistente en GNL, shipping y productos refinados. | Inflación más persistente, presión sobre los márgenes industriales, las divisas de los importadores y el crédito. |
| Nuevo cierre | Fracaso de las negociaciones, nuevos ataques o bloqueo de rutas. | Retorno del Brent hacia máximos, escasez física de GNL y productos refinados. | Nuevo shock inflacionario, risk-off global y deterioro fiscal de las economías vulnerables. |
Investment view
| Área | Valoración | Racional | Variables decisivas |
|---|---|---|---|
| Brent spot | Neutral / volátil | La reapertura reduce la prima geopolítica, pero la producción y los inventarios siguen siendo frágiles. | Tránsitos, producción del Golfo, backwardation y diferenciales temporales. |
| Petróleo 2027 | Riesgo bajista | El retorno de la oferta puede superar con creces la recuperación de la demanda. | OPEP+, crecimiento de las Américas y disciplina en los recortes. |
| GNL global | Constructiva | Daños en Qatar, retrasos en la expansión y oferta menos elástica. | Reparaciones, North Field, TTF y JKM. |
| Productores de la cuenca atlántica | Selectivamente constructiva | Mayor demanda de suministros externos al Golfo. | Exportaciones de EE. UU., Canadá, Brasil y Guyana. |
| Tankers y shipping | Constructivo con alto riesgo | Fletes elevados, rutas más largas y prima de seguro persistente. | Utilización de la flota y war-risk premium. |
| Almacenamiento e infraestructuras | Estructural | Nuevas reservas, terminales, gasoductos y capacidad redundante. | Capex público, autorizaciones y utilización. |
| Fertilizantes extra-Golfo | Selectivamente constructivo | Mayor poder de fijación de precios, especialmente en productos nitrogenados. | Gas como materia prima, demanda agrícola y destrucción de la demanda. |
| Agricultura | Riesgo diferido | Una menor asequibilidad de los fertilizantes puede reducir los rendimientos futuros. | Aplicaciones, superficie cultivada, clima y reservas. |
| Importadores asiáticos | Cauteloso | Presión sobre la inflación, la divisa, los subsidios y la balanza comercial. | INR, KRW, JPY, reservas y políticas fiscales. |
| Europa | Cauteloso | Mayor dependencia del GNL global y retraso en la desinflación. | TTF, almacenamiento, industria y BCE. |
| Inflación de equilibrio (breakeven inflation) | Constructivo táctico | El traslado a logística y alimentación puede prolongarse más allá de la caída de la energía. | Expectativas, salarios y políticas fiscales. |
| Duración (duration) | Selectiva | El crecimiento débil y la inflación de oferta generan señales contradictorias. | Inflación subyacente y orientación de los bancos centrales. |
El crudo presenta un riesgo simétrico, ya que una reapertura creíble puede provocar una corrección significativa, mientras que un nuevo incidente puede reconstruir rápidamente la prima en el tramo corto de la curva.
La tesis de largo plazo concierne a los activos que se benefician del aumento de la resiliencia, es decir, GNL externo al Golfo, gasoductos, terminales, almacenamiento, infraestructuras energéticas, servicios de seguridad, transporte marítimo y fertilizantes producidos fuera de las zonas más vulnerables.
Qué determina la validez de la tesis
La variable que hay que vigilar sigue siendo el tráfico real, ya que los anuncios políticos deben traducirse en un aumento estable del número y del tipo de buques que atraviesan el Estrecho. Solo una reducción clara y neta de las primas de seguro ofrecerá una confirmación aún más fiable, ya que indicará la disposición del sector privado a reasumir el riesgo.
La producción del Golfo deberá entonces volver a estar disponible, puesto que el restablecimiento de las rutas y de las consiguientes exportaciones no supondrá una reactivación inmediata de pozos, terminales y refinerías. En lo que respecta al petróleo, será necesario observar la estructura de la curva de futuros y la velocidad de reconstitución de las reservas estratégicas. En cuanto al gas, las variables decisivas serán los plazos comunicados por QatarEnergy, la evolución de la North Field Expansion y los diferenciales entre Henry Hub, TTF y JKM.
El seguimiento deberá desplazarse finalmente hacia los fertilizantes. Urea, amoníaco, DAP y MAP anticiparán el eventual traslado del shock a las cosechas y a la inflación alimentaria. La crisis podrá considerarse realmente superada solo cuando el tráfico, los seguros, la producción y las reservas retornen simultáneamente a la normalidad.
Conclusión operativa
La reapertura del Estrecho de Ormuz puede influir de forma más inmediata en el precio del petróleo, ya que una reanudación de las exportaciones y un retorno a la normalidad pueden incrementar la oferta en el corto plazo y hacer caer el precio de forma repentina.
En lo que respecta al gas, en cambio, el sistema no volverá a la normalidad de inmediato. Las instalaciones de GNL qataríes han sufrido daños significativos, cuyos efectos permanecerán visibles durante años. A esto se suma la voluntad política de los distintos países de reconstituir y ampliar las reservas estratégicas, con el fin de garantizar una mejor gestión ante una nueva crisis.
Los agricultores deberán absorber el encarecimiento de los fertilizantes. En consecuencia, los bancos centrales continuarán gestionando efectos inflacionarios que alcanzarán las economías en momentos diferentes. El mercado nos mostrará, por tanto, la evolución de los desarrollos diplomáticos a través del precio del Brent.
Lo que cambia tras la crisis de Ormuz es, sin duda, la percepción y la gestión de la energía. Las naciones incrementarán las inversiones en infraestructuras, instalaciones nucleares y energías renovables, porque la crisis ha puesto de manifiesto la fragilidad del comercio mundial. El cierre de un estrecho por el que transita una parte importante de la energía mundial puede alimentar la inflación y desencadenar crisis, llevando los precios a niveles insostenibles para empresas y consumidores.
El mundo post-Ormuz será un mundo diferente, caracterizado por coberturas de seguros más amplias para el transporte de energía, acuerdos a más largo plazo y, sobre todo, mayores capacidades de almacenamiento.
Nuestra visión operativa es que el precio del petróleo podría volver a descender en los meses posteriores si Estados Unidos e Irán alcanzan un acuerdo, mientras que el precio del gas se mantendrá elevado durante más tiempo. El retorno a los niveles de producción anteriores al cierre del Estrecho no será inmediato. Anticipamos, por tanto, una demanda sostenida por la reconstitución de reservas y la creación de nuevas capacidades de almacenamiento, mientras la oferta retomará su crecimiento de forma gradual.
Fuentes principales consultadas
- International Energy Agency, Strait of Hormuz: oil security and alternative routes.
- UN Trade and Development, Strait of Hormuz disruptions: implications for global trade and development.
- UN Trade and Development, Growth and financial implications.
- International Energy Agency, Oil Market Report, junio de 2026.
- QatarEnergy, Actualización oficial sobre los daños en Ras Laffan.
- International Energy Agency, Gas Market Report Q2 2026, executive summary.
- World Bank, Fertilizer prices surge as Strait of Hormuz disruptions tighten supply.
- European Central Bank, Proyecciones macroeconómicas del Eurosistema, junio de 2026.
- World Bank, Global Economic Prospects, junio de 2026.
- Reuters, Actualizaciones sobre las negociaciones y la reapertura del Estrecho.
The Financial Spectator · Macro Strategy · 24 de junio de 2026Contenuto (testo e/o immagini) realizzato con l’ausilio dell’intelligenza artificiale, sotto responsabilità editoriale della redazione.